A区块过渡带规模压裂效果分析

A区块过渡带规模压裂效果分析

高微

（大庆油田有限责任公司第六采油厂,黑龙江,大庆,163114）

摘  要 针对A区块过渡带原井网砂体规模小、连通差、控制程度低的情况，进行了三次加密调整，虽然油层动用程度得到了提高，但相别显著变化区域、薄差型砂体及厚油层顶部低渗透层段仍存在动用较差的问题。因此，需要强化剩余油挖潜措施，合理选择压裂井及层位，同时优化压裂方式，来提高这部分油层的渗流能力，提高区块的采油速度，改善区块开发效果。

主题词 过渡带 剩余油类型 压裂方式

A区块过渡带原井网砂体控制程度低，动用较差。通过三次加密调整后缩小了井距，增加了连通方向，提高了油层动用程度，为进一步挖潜创造了条件。但由于过渡带油层发育差、连通差，需要通过压裂措施改造来提高油层的渗流能力，提高采油速度，改善开发效果，为水驱稳产做出贡献。

1、区块概况

A区块过渡带位于短轴构造的东翼，发育萨尔图、葡萄花两套油层，属于河流—三角洲沉积，平均单井发育砂岩厚度45.78m，有效厚度27.20m，平均有效渗透率0.341μm2，厚度条带特征明显，由西向东逐渐变薄。

A区块过渡带开展了三次加密调整，一条带采用168m五点法井网；二、三及四条带采用212m五点法井网。油水井总数414口，目前采油井开井224口，注水井开井171口，平均单井日产液67t，日产油2.7t，综合含水95.94%，平均单井注水压力12.46MPa，日注水91m3，注采比1.09。

2、潜力分析及挖潜措施

A区块过渡带三次加密调整后砂体的展布和连通状况均发生了相应的改变，要重新分析剩余油潜力，找准调整挖潜方向。数值模拟研究结果表明，A区块过渡带加密井区主要存在三种剩余油分布类型：

2.1厚油层顶部型

由于厚油层内砂体岩性、物性差异较大，造成层内干扰强烈，从而形成剩余油。挖潜厚油层顶部型剩余油主要采取三种压裂方式：

2.1.1 长胶筒定位平衡压裂

针对河道砂体沉积的正韵律厚油层，层内夹层稳定，厚油层顶部吸水逐年变差剩余油富集，而底部无效循环严重，因此，应用长胶筒定位压裂方式来挖潜顶部动用较差部位剩余油，改善厚油层动用状况。已实施9口，措施初期平均单井日产液40t，日产油1.8t，综合含水95.6%，液面530m。与措施前比，日增液52t，日增油5.1t，含水下降3.1个百分点。

例：M井措施前日产液26t，日产油1.0t，含水96.2%，液面624m。分析认为，该井的萨Ⅱ13-16油层为单一河道沉积的厚油层，底部单元注水受效好，而顶部单元注水受效较差，从多学科剩余油饱和度图上看，该厚油层剩余油富集且主要分布在厚油层顶部，与高水淹段具有稳定的结构界面。为挖潜萨Ⅱ13-16厚油层顶部单元剩余油，实施长胶筒覆盖定位平衡压裂。措施后初期日产液90t，日产油10.7t，含水88.1%，液面411m。与措施前相比，日增液64t，日增油9.7t，含水下降8.1个百分点，液面上升213m。

2.1.2选择性压裂

针对结构界面不稳定或层内剩余油与高水淹段交错分布的厚油层采用选择性压裂，挖潜动用差部位剩余油。例如：N井在萨Ⅱ2+3沉积单元发育坨状砂体，且与高水淹层交错分布，为了有效挖潜厚油层内剩余油，同时避免压开高含水层，采取投2米蜡球选择性压裂方式，措施初期单井日增油5.8t。

全区针对此种类型剩余油共实施选择性压裂10口，平均单井日增液42t，日增油6.3t，含水下降6.1个百分点。

2.1.3多裂缝压裂

针对层内夹层多、物性较差的厚油层，由于受注水波及面积小、注水受效差而形成的剩余油，采取多裂缝方式，挖潜动用差部位剩余油。共实施6口，平均单井日增液28t，日增油3.4t，含水下降2.9个百分点。

2.2相带变化型

剩余油在一连片河道、主体席状砂和非主体席状砂的相别显著变化区域富集。为了有效挖潜这部分井区剩余油，采取油井压裂措施改造，共实施14口，措施初期平均单井日产液58t，日产油6.7t，综合含水88.4%，液面403m。与措施前比，日增液33t，日增油5.1t，含水下降5.3个百分点，液面上升283m。

例：X井措施前日产液48t，日产油2.9t，含水94.1%，液面824m。分析认为，该井在萨Ⅱ2+32油层位于一连片河道、主体席状砂和非主体席状砂的相别显著变化区域，从多学科剩余油饱和度图上看，该相带变化区剩余油较富集。为挖潜这部分剩余油，对该井实施了多裂缝压裂改造。措施后初期日产液84t，日产油9.9t，含水88.3%，液面731m。与措施前相比，日增液36t，日增油7.0t，含水下降5.8个百分点，液面上升111m。

2.3薄差砂体型

物性较差的薄差油层，由于受平面非均质和层间干扰等影响存在剩余油。针对此种类型的剩余油我们采取压裂措施改善薄差层渗流能力、提高油井产能。已实施压裂12口，措施初期平均单井日产液52t，日产油7.1t，综合含水86.2%，液面430m。与措施前比，日增液32t，日增油5.4t，含水下降5.2个百分点，液面上升364m。

例：Y井措施前日产液16t，日产油1.2t，含水92.3%，液面868m。分析认为，该井在萨Ⅰ4单元位于非主体席状砂区域，且有效厚度0.4m，属于薄差砂体，但存在剩余油，措施挖潜前含油饱和度为60%左右。因此对该井实施了多裂缝压裂改造。措施后初期日产液40t，日产油8.4t，含水79.0%，液面405m。与措施前相比，日增液24t，日增油7.2t，含水下降13.3个百分点，液面上升463m。

  通过强化剩余油挖潜措施，投产以来共实施压裂改造62口，占三次加密总井数的1/3，压裂规模大，效果好（表1）。目前已累计增油2.7×104t，为近两年水驱稳产做出了重大贡献。

表1 2015-2017年A区块过渡带加密井区规模压裂效果对比表

3、几点认识

3.1由于过渡带较纯油区砂体发育差、连通差，可通过压裂措施来提高油层渗流能力，提高区块采油速度。

3.2三次加密调整后砂体的展布和连通状况发生了相应的改变，要重新分析剩余油潜力，找准调整挖潜方向。

3.3过渡带剩余油类型逐渐向厚油层顶部转移，合理选择措施井及措施层位，同时优化挖潜方式，可以提高措施效果。

参考文献

[1]韩伟东,黄伏生,艾颖,等.剩余油挖潜方法[J].大庆石油地质与开发, 2002,21(3):41-43.

[2]谢俊,张金亮.剩余油描述与预测[M].北京:石油工业出版社,2003:1-13.

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